风城油田超稠油污油处理技术

霍 进，周 鹤，刘 勇，崔婷婷，宁纪伟

(中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000)



风城油田超稠油污油处理技术

霍 进，周 鹤，刘 勇，崔婷婷，宁纪伟

(中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000)

以新疆风城油田超稠油联合站污油为研究对象，针对污油难处理问题，通过对污油中胶质、沥青质和固体颗粒杂质等物质含量及污油特性的分析，找出污油破乳脱水困难的原因，最终确定杂质和Zeta电位是超稠油污油脱水困难的主要因素。在污油传统处理技术基础上，结合该联合站污油的特点，进行现场处理技术实验研究，最终确定采用“有机弱酸破乳剂体系下的掺柴油和热化学沉降”处理工艺。该工艺应用后，有效解决了超稠油污油的处理难题，累计处理污油液量23.1×104t，节约污油破乳剂34.6 t，产生经济效益4 704.9×104t元。

超稠油；污油；有机弱酸；掺柴油降黏；脱杂；破乳剂脱水；风城油田

0 引 言

风城油田超稠油污油具有“三高”(高含砂、高黏度、高密度)特性，Zeta电位高达-45 mV，使污油乳状液稳定性增强，处理难度增大。随着SAGD采出液的增加，污油的产生量增大，进一步影响污油的处理效果，并将会影响原油处理系统的平稳运行；交由外单位处理，则需要交付185 元/t的高额处理费用，生产成本增加。因此，超稠油污油的合理处理是急需解决的现实问题。

1 超稠油污油稳定机理研究

1.1 污油稳定性分析

污油和管汇原油85℃时物性见表1。由表1可知，污油黏度、胶质、沥青质、泥砂含量均高于管汇原油。为降低污油黏度、促进脱水，污油处理过程必须保证足够的温度[1-2]；污油中，胶质、沥青质极性较弱，但乳化能力较强，可充当乳化剂，增加界面膜强度；泥砂等细小颗粒具有极强的吸附性，是重要的乳化剂，在油水界面可形成刚性结构，且可增加界面膜的厚度，油水界面上的黏土颗粒带有负电荷，液滴之间形成双电层，使污油乳状液保持动力学稳定状态，进一步增加乳状液的稳定性。其中，胶质、沥青质以及泥砂等杂质是造成污油难破乳的关键因素[3-5]。因此，开发针对超稠油污油特性的处理药剂是解决污油处理难题的关键[6]。

表1 污油及管汇原油性质

1.2 污油乳化形态

观测污油上中下3层的显微照片和放大后污油的显微照片(图1)可知，老化油呈明显的油包水型乳化形态，乳状液中水珠粒径分布范围小，约为5～35 μm；通过对水珠局部放大，可明显观察到油水界面有一圈黑色物质，膜厚约为15 μm，黑色物质是老化油中的固体杂质，且含量较多，说明杂质易富集在油水界面上，形成较厚的界面膜。

图1 污油显微照片

1.3 SAGD采出液对污油稳定性的影响

SAGD采出液进入原油处理系统后，污油物性发生较大变化，含水上升，密度增大，油层表面明显不光滑，表明杂质含量增多，进一步增加了乳化液稳定性(表2、图2)。

表2 SAGD进入系统前后污油物性

图2 SAGD进入系统前后污油形态

1.4 污油稳定机理探讨

胶质、沥青质、固体颗粒以及水处理过程中加入的反相破乳剂是造成污油难破乳的主要原因，污油中的杂质是影响破乳脱水的关键因素。因界面膜上杂质带有负电荷，Zeta电位为-20～-45 mV，形成动力学稳定状态，因此，污油破乳脱水的前提是脱除其中的杂质[7]。化学破乳就是根据污油特性，研制出针对污油物性的破乳剂，同时优选出能有效脱除杂质的助剂，即破乳剂+助剂的药剂体系。

2 污油脱水脱杂药剂体系研究

2.1 不同破乳剂对污油的脱水脱杂效果

选用4种常用稠油破乳剂，85 ℃温度下进行破乳实验(表3、图3)。1号和3号破乳剂脱出水水质较清，说明污油中的固体颗粒聚集在油相或过渡层中；2号和4号破乳剂脱出水水质较浊，表明固体颗粒分散到水相中。根据污油脱水量和脱水率的变化，表明单一破乳剂无法实现处理污油的目的。

表3 不同破乳剂的脱水效果

图3 不同破乳剂的脱水效果

2.2 复配破乳剂的脱水效果

实验选用8种助剂与优化后的1号破乳剂复配使用，在85 ℃温度下检测脱水效果(表4、图4)。无机酸与1号破乳剂配合使用时，脱水效果好，下层水相对较清，底部有较多杂质沉降，有较好的破乳效果。其原因为无机酸中和了界面杂质携带的负电荷[7]，通过脱杂脱稳实现破乳脱水。

表4 1号破乳剂与助剂复配使用的脱水效果

图4 1号破乳剂与助剂配合使用的脱水效果

2.3 有机酸对污油的破乳效果

因无机酸容易对设备造成腐蚀，腐蚀速率为0.376 2 mm/a，因此，需考虑有机酸+缓蚀剂是否具有同样的破乳效果(表5、图5)。加入助剂5 h后，无机酸脱水效果较好，改进后的有机酸+破乳剂+缓蚀剂的药剂体系脱水脱杂效果十分明显，且腐蚀速率为0.065 mm/a，明显较无机酸腐蚀速率慢，同时低于国家标准(0.076 mm/a)，因此，确定破乳剂+有机酸+缓蚀剂为处理超稠油污油的药剂体系。

表5 无机酸与有机酸酸化实验对比

3 掺柴油降黏脱水现场试验

掺柴油不仅能降低污油黏度，还能增大油水密度差，有利于脱水[8-13]。室内实验证明，掺柴油比例控制在污油处理量的15%时效果最佳。现场试验验证掺柴油效果，条件为：掺柴油比例为15%，加药浓度为1 500 mg/L，沉降时间为4 h，温度为95 ℃。通过掺柴油前后表层污油含水和黏度分析可以看出，掺柴油后表层污油含水显著降低，污油黏度明显变小(表6)。

图5 不同助剂体系脱水效果

时间含水/%黏度/(mPa·s)掺柴油前17.63547.6掺柴油后7.90275.8

4 污油处理现场试验及工业化应用

4.1 污油处理现场试验

根据“有机弱酸破乳剂体系下的掺柴油和热化学沉降”处理工艺的实验结果，在污油含水为48.2%、加药浓度为1 500 mg/L、掺柴油比例为15%、污油温度为95 ℃的条件下，进行污油热化学单独处理现场试验(表7)。污油上中下层含水有一定梯度，随着时间延长，不同层的含水不断下降，足以证明污油中的乳化水已经破乳集结沉降。图6是超稠油污油不同位置的显微照片，可以看出，上部1 m处油层含水较少，脱杂效果良好；2、3 m处油层中有较大量的乳化水，而4、5 m处油层中主要是游离水和大量固体颗粒，表明乳化水和固体颗粒正在逐渐集结沉降，与现场处理结果一致，达到了处理污油的目的。

表7 污油处理现场试验结果

图6 5d后不同位置油层的显微照片

4.2 污油处理工业化应用

现场生产过程中，各节点参数控制如下：掺蒸汽压力为0.3 MPa，加药浓度为1 500 mg/L，掺柴油比例为15%，进罐温度为95～98 ℃，处理后污油含水小于1.5%。

目前风城油田联合站年处理污油能力达16×104t，综合含水率为40%，完全实现了污油的站内回收处理，污油综合处理费用约为40 元/t，完成了污油处理的工业化应用。

4.3 社会效益及经济效益

(1) 截至2014年，风城油田累计处理污油液量23.1×104t，净化后油量为11.8×104t，产生经济效益4 273.5×104元；节约污油破乳剂34.6 t，节约费用431.4×104元。综合计算，产生经济效益4 704.9×104t元。

(2) 污油单独热化学沉降处理减少对系统冲击，减少了污油拉运量和污油堆积，实现了资源化利用，为同类油田污油回收处理提供了借鉴。

5 结 论

(1) 污油中，富集在界面膜上的杂质增加了膜的机械强度，形成双电层，阻碍液滴聚并。

(2) “有机弱酸破乳剂体系下的掺柴油和热化学沉降”处理工艺解决了超稠油污油的破乳难题，可实现站内污油全部处理。

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编辑 姜 岭

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.01.034

20150710；改回日期：20151125

国家油气重大专项“蒸汽辅助重力泄油提高采收率技术”(2011ZX05012-001)

霍进(1967-)，男，教授级高级工程师，《特种油气藏》编委，1990年毕业于西南石油学院地质工程专业，2005年毕业于西南石油大学油气田开发专业，获博士学位，现从事油气田开发研究工作。

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1006-6535(2016)01-0146-05